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Alternativas para viabilizar
a produção de poços em
campos maduros com
elevado custo de produção
no Nordeste do Brasil
3
Marcelo de Melo Cabral
Eng. Mecânico, especialista em Engenharia de Petróleo e Gás.
WEATHERFORD. E-mail: [email protected]
Nicomedes Figueiredo Rolino
WEATHERFORD. E-mail: [email protected]
ENVIO EM: Setembro de 2013
ACEITE EM: Outubro de 2013
ANO1, N.1, NOV.2012/FEV.2014
REVISTA TECNOLOGIA & INFORMAÇÃO
33
Resumo: Esse trabalho tem como objetivo avaliar alternativas para viabilizar produção de petróleo em campos maduros, em zonas de declínio de produção no território
Onshore do Brasil, através de avaliações de métodos de elevação artificial mais eficiente energeticamente. Dos métodos de elevação artificial existente, avaliaremos a
utilização de três sistemas diferente de bombeio mecânico (UBs convencionais classe
I, unidades classe III e Rotaflex®) e bombas de cavidades progressivas-BCP. As avaliações serão realizadas através dos simuladores Rod pump e PC Pump, analisando o
menor custo de eletricidade por Barril produzido.
Palavras-chave: Campos maduros. Elevação Artificial. Simulação de poços de petróleo.
ALTERNATIVES TO ALLOW PRODUCING WELLS IN MATURE FIELDS WITH HIGH COST
OF PRODUCTION IN NORTHEASTERN BRAZIL
Abstract:This paper proposes to evaluate alternatives to allow production in oil mature fields in region with production declining in Brazilian’s onshore territory through
evaluation of artificial lift methods more energetically efficient. From the artificial
lift Methods existent we will evaluate three different Reciprocating Rod Lift systems
(Conventional pump unit-Class I, Class III and ROTAFLEX ®) and progressive cavity pump system-PCP. The evaluations will be performed through Rod Pump and pc
pump simulator, analyzing the lowest cost of electricity per barrel produced.
Keywords: Mature Field. Artificial Lift. Petroleum well simulation.
ANO1, N.1, NOV.2013/FEV.2014
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1 INTRODUÇÃO
As atividades de petróleos Onshore no Brasil foram alavancadas de forma mais
intensa, no final da década de 30 e início da década de 40 (Mariana, 2008). Por
aproximadamente 40 anos, a Petrobras com o monopólio, foi responsável pelas atividades Upstream- extração, Midstream- processamento e o Downstream- logística e
vendas dos derivados prontos.
Em 1997 com a quebra do monopólio e início das rodadas de licitação promovida
pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), denominada rodada zero em 1998, outras
empresas nacionais e internacionais, receberam liberação para atuarem nas atividades Upstream e Midstream, atividades que não detinham liberação até a quebra.
Os campos de produção e explorados Onshore no Brasil, desde o início da produção, com a descoberta do primeiro poço em Lobato na Bahia, em 1939, vêm passando por estudos de sísmicas, análises de reservatório, perfurações e avaliações de
produção. Esses estudos vêm facilitando o conhecimento e a delimitação das áreas
efetivas de produção.
Muitos dos campos atualmente em produção Onshore no Brasil estão se tornando
maduros, já chegaram ao seu pico de produção, e estão entrando na sua curva de
declínio (MENDES, 2012). Fora esse declínio, o custo operativo vem se tornando
mais elevado.
A ANP, desde 2002, vem exigindo mudanças nos requisitos de medição de petróleo e gás, através da portaria (ANP/INMETRO 001 de 19/06/2000), adicionando políticas de medição que tem tornado o custo de operação muito elevado. Isso não significa que esses campos, não são mais atrativos. Estudos de recuperação suplementar
tais como, injeção de água e de vapor e utilização de métodos de elevação artificiais
mais eficientes, tem proporcionado uma taxa de retorno mais atrativa, permitindo que
o campo seja viável economicamente.
O objetivo deste trabalho é avaliar dois métodos de elevação artificial do ponto de
vista energético, Bombeio mecânico-BM (Figura 01) e Bombas de Cavidade Progressiva-BCP (Figura 02), sendo que, o primeiro método será analisado três subsistemas
distintos: Convencional-Classe I (Figura 03), Classe III (Figura 04) e Rotaflex® (Figura 05).
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Figura 1 - Extraída do artigo publicado por Paul Nelson Artificial lift
systems benefiting by new technology no site Oil and gas on line 20/
04/2001.
Figura 2 - Extraída do artigo publicado por Paul Nelson Artificial lift
systems benefiting by new technology no site Oil and gas on line 20/
04/2001.
Figura 3- Extraída da apresentação Improvements on RRL Services and their effect
on production. Franklin Cueto, SPE- Cancun México março de 2010.
ANO1, N.1, NOV.2013/FEV.2014
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Figura 4 - Extraída do catálogo SOGIANT.
Figura – 05 extraída do catálogo Rotaflex® Long-Stroke Pumping Unit
Esses sistemas são utilizados, quando o reservatório não tem energia suficiente
para transferir o fluido do reservatório para superfície e para garantir baixos níveis de
pressão no fundo do poço, facilitando a movimentação do fluido do reservatório para
o interior do poço (BROWN, 1980). O primeiro método (BM) transforma movimento
rotativo, de um motor elétrico ou a combustão, em movimento alternativo na unidade
de bombeio, transmitindo da superfície a bomba de fundo o movimento através de
uma coluna de hastes.
Esse movimento recíproco energiza o fluido transferindo-o do fundo do poço a superfície (NEREU, 2006). Na Figura 06, os modelos mais comuns de bomba de fundo
utilizado no Brasil (tubulares e insertáveis convencionais) – e na Figura 07, haste de
bombeio convencional utilizado para transmitir os o movimento recíproco da unidade
de bombeioà bomba de fundo.
ANO1, N.1, NOV.2013/FEV.2014
37
Figura 6 - Extraída do catálogo da Weatherford
Rod Pumping Field Aplications 2007-2008.
Figura 7 - extraída do catálogo da Trico Industries, Inc. 1988-1999.
A principal diferença entre as unidades acima apresentadas são: a) as unidades
Classe III têm uma geometria peculiar, com uma manivela e estrutura central com
certa defasagem, se comparada com a geometria convencional, que torna o curso
ascendente mais lento que o curso descendente. Esse fator permite que a zona de
admissão da bomba passe mais tempo aberta quando comparado com a unidade
convencional trabalhando com o mesmo CPM (essa característica facilita a admissão
do fluido no interior da bomba, garantindo o deslocamento de maior quantidade de
fluido por ciclo de bombeio em poços que apresentam fluidos com dificuldade de es-
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38
coar); b) as unidades Rotaflex® são unidades de curso longo, curso igual ou superior a
288”, que transformam o movimento rotativo dos motores em movimento alternativo,
através de um redutor de unidade de bombeio convencional, um sistema de corrente
ligada a duas rodas dentadas, um mecanismo de reversão, e uma correia que transfere
o movimento da unidade de bombeio ao sistema de hastes e bomba dentro do poço.
Segundo Maurício (SPE 108122), o mecanismo de reversão e ligação, carro do
contrapeso x corrente, fica diretamente ligado a corrente através de um de seus elos
(Ver Figura 05). O fato da Rotaflex trabalhar com um curso longo, e trabalhar com
velocidades relativamente constante, a baixos CPMs, proporcionam eficiências semelhantes à unidade Classe III, maior ciclo de vida tribológica entre a tubulação de
produção x coluna de hastes, e maior vida do sistema de vedação da bomba de fundo
sede x esfera (MIRKO SPE 54115).
O segundo método (BCP) transmite movimento rotativo do cabeçote de superfície,
que pode ser acionado por motor elétrico ou por motor de combustão, a bomba de
fundo, através de uma coluna de hastes. Essa bomba é composta basicamente por um
rotor de formato helicoidal e um estator (ver Figura 08), onde o rotor gira no interior
do estator, transportando o fluido de baixa pressão, sucção da bomba, para uma região
de alta pressão descarga da bomba (RUTÁCIO, 2004).
Figura 8 - Extraída do catálogo da Weatherford Progressing cavity Pumps 2002.
2 METODOLOGIA
A pesquisa consiste num levantamento bibliográfico e incursões investigativas nos
campos de exploração e produção do território Onshore do Brasil, considerados como
maduros.
Neste trabalho, além de fontes convencionais de trabalhos científicos, foi realizada
uma pesquisa nos catálogos dos principais fabricantes de equipamentos de elevação
artificial, que possuem representação no Brasil. Essa ação visou extrair os dados de
operação de cada um deles e em seguida realizar simulações através de software de
simulações de poços, tais como, ROD PUMP & PCPUMP e avaliar os dados com a
finalidade de extrair a melhor curva de eficiência desses equipamentos.
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Universo da pesquisa
Para essa pesquisa, utilizou-se como referência para análise, cinco poços, chamados de Poço-01, Poço-02, Poço- 03, Poço-04 e Poço-05 que possuem BSW de 80%,
gravidade API 32, produção bruta em (m3/dia) e profundidade de assentamento das
bombas em (m) conforme tabela 01 nomeada de poço tipo abaixo, preço de KW/h =
R$ 0,54749, O valor utilizado do cambio para essas simulações foi de R$ 2,00.
Tabela 01. Tipologia dos poços.
Dados
Poço 01
Poço 02
Poço 03
Poço 04
Poço 05
Produção (m3/dia)
200
180
140
70
40
Prof. Bomba (m)
800
1000
1200
1600
2000
Coletas dos Dados
Após simulação dos poços com os diferentes sistemas, com capacidade semelhante de produção, foram avaliadas as melhores opções, comparando custo de energia
elétrica (USD) por metro cúbico por dia produzido (m3/dia). Ver tabelas nos anexos
1, 2, 3, 4 e 5 com as simulações dos respectivos poços: Poço-01, Poço-02, Poço-03,
Poço-04 e Poço-05. As informações dessas tabelas foram extraídas dos resultados das
simulações dos softwares Rod Pump e PC Pump (anexos de 6 a 25).
Os resultados obtidos seguem o padrão de resposta abaixo:
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3 RESULTADOS E DISCUSSÕES
Os resultados obtidos das simulações computacionais para os casos avaliados são
mostrados a seguir:
ANO1, N.1, NOV.2013/FEV.2014
41
Tabela 2 - Simulação 1.
Poço-01
Dados das simulações
UBC-912-
Mark II 912-
RTF-320-
305-168
305-192
360-288
Objetivo de Produção (M3/Dia)
200,00
200,00
200,00
200,00
Produção (M2/dia)
203,90
202,00
200,10
200,00
CPM / RPM
6,13
6,11
3,31
255,31
Peak T. Redutor (Lbs x in)
843
769
172
NA
92%
84%
54%
44,47%
F.U. das hastes (%)
74
73
74
53,33
Motor Elétrico (HP)
60
60
50
50
F.U. Red. Min. Energ. (UB) / F.U. do eixo
transmissão principal (PCP) %
Mini GX
Efic. Motor-Bomba (%)
53
54
60
59,97
Custo de Energia/m3F
1,044
0,971
0,916
0,975
Custo de Energia/3mO
5,19
4,873
4,578
4,873
Custo energia/Mês ($)
6386,148
5884,26
5498,748
5849,7
API º
32
32
32
32
BSW
80
80
80
80
200 M3/dia; Bomba assentada a 800m; Pistão 3 1/4” / WFT 92 -1100
Poço-02
UBC-912-
Mark II 912-
RTF-320-
305-168
305-192
360-288
180,00
180,00
180,00
180,00
Produção (M2/dia)
182,10
182,00
182,20
180,00
CPM / RPM
6,84
7,18
3,94
260
862
638
158
NA
95%
70%
50%
53
80
70
70
63,57
F.U. das hastes (%)
Mini GX
60
60
50
50
51,00%
51,00%
55,00%
54,00%
1,059
1,074
0,998
1,317
5,297
5,37
4,99
6,585
5785,317
5864,04
5455,068
7112,10
API º
32
32
32
32
BSW
80
80
80
80
180 M3/dia; com a bomba assentada a 1000m; Pistão 3 1/4” / WFT 91-1500
ANO1, N.1, NOV.2013/FEV.2014
42
Poço-03
UBC-912-
Mark II 912-
RTF-320-
305-168
305-192
360-288
140,00
140,00
140,00
140,00
Produção (M2/dia)
141,80
142,60
140,70
140,00
CPM / RPM
7,11
6,13
3,17
238
812
756
168
NA
89,00%
83,00%
52,00%
47,90%
F.U. das hastes (%)
84
83
79
57,45
60
60
40
40
Mini GX
51
53
59
60,51
1,402
1,358
1,207
1,400
7,009
6,791
6,037
7,004
5964,108
5809,524
5094,747
5881,2
API º
32
32
32
32
BSW
80
80
80
80
140 M3/dia; com a bomba assentada a 1200m; Pistão3 1/4” / WFT 69-1400
Poço-04
UBC-912-
Mark II 912-
RTF-320-
305-168
305-192
360-288
70,00
70,00
70,00
70,00
Produção (M2/dia)
75,20
71,20
71,00
70,00
Mini GX
CPM / RPM
8,00
6,41
2,46
198,58
583,00
644,00
152,00
NA
64,00%
71,00%
47,00%
46,95%
84,00
84,00
77,00
56,3
F.U. das hastes (%)
40
50
30
40
52,00
46,00
61,00
64,26
2,05
2,32
1,77
2,288
10,24
2,32
8,84
11,44
4620,29
4946,98
3767,97
4804,2
API º
32,00
32,00
32
32
BSW
80,00
80,00
80
80
70 M3/dia; com a bomba assentada a 1600m; Pistão2 3/4” / WFT 28 - 2500
Poço-05
ANO1, N.1, NOV.2013/FEV.2014
UBC-912-
Mark II 912-
RTF-320-
305-168
305-192
360-288
40,00
40,00
40,00
Produção (M2/dia)
40,06
40,06
41,30
40,00
CPM / RPM
7,69
5,45
2,18
212,74
Mini GX
40,00
43
509,00
592,00
130,00
NA
56,00%
65,00%
40,00%
32,88%
F.U. das hastes (%)
81,00
78,00
71,00
32,88
40,00
40,00
25,00
30
45,00
45,00
59,00
54,54
3,04
3,03
2,29
2,50
15,20
15,15
11,43
12,52
3653,47
3641,45
2833,593
3005,1
API º
32,00
32,00
32
32
BSW
80,00
80,00
80
80
40 M3/dia; com a bomba assentada a 2000m; Pistão2 1/4” / WFT 22-2500
Após as simulações dos 5 poços, acima descritos, verificou-se que no aspecto
energético, potência entregue ao sistema e potência utilizada, o sistema de bombeio
com unidade Rotaflex e o sistema com bomba de cavidades progressivas, apresentaram aproximadamente a mesma tendência, divergindo de maneira sutil apenas no
aspecto energético no Poço 03 e 04.
O sistema BCP obteve um ganho 1,51% e 3,26%, no Poço 05 onde a unidade
Rotaflex obteve um ganho de 4,46%, conforme Gráfico 01. Analisando-se o gráfico
02 e a Tabela 07, custo anual de energia, o fator mais importante procurado nesse
trabalho, identificamos que o sistema que apresenta um custo operacional mais eficiente, é a unidade Rotaflex.
Gráfico 1 - Eficiência energética dos sistemas simulados.
ANO1, N.1, NOV.2013/FEV.2014
44
Gráfico 2 - Despesas com energia.
Tabela 07. Despesa com energia anual.
UBC-912-305-168
Mark II 912-305-192
RTF-320-360-288
Mini GX
Poço 01
R$ 76.633,8
R$ 70.611,1
R$ 65.985,0
R$ 70.196,4
Poço 02
R$ 69.423,8
R$ 70.368,5
R$ 65.460,8
R$ 85.345,2
Poço 03
R$ 71.569,3
R$ 69.714,3
R$ 61.137,0
R$ 70.574,4
Poço 04
R$ 55.443,5
R$ 59.363,7
R$ 45.215,6
R$ 57.650,4
Poço 05
R$ 43.841,7
R$ 43.697,4
R$ 34.003,1
R$ 36.061,2
Custo mais elevado
Custo médio
Custo mais baixo
4 CONCLUSÕES
Analisando os dados encontrados nas simulações, pode-se identificar que em todos
os poços tipos: Poço-01, Poço-02, Poço-03, Poço-04 e Poço-05, o sistema mais eficiente, do ponto de vista, pagamento de conta de energia, foi o simulado com sistema
Rotaflex®.
Analisando-se poço a poço, os sistemas que obtiveram menor nível de eficiência
foram: Poços 01, 03 e 05 unidade de bombeio convencional, poço 02 sistema de
bombas de cavidade progressivas, e Poço 04 obteve menor eficiência com o sistema
utilizando a unidade Mark.
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